石 油 勘 探 与 开 发

2015年10月 PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.42 No.5 589

文章编号：1000-0747(2015)05-0589-09 DOI: 10.11698/PED.2015.05.05

松辽盆地大安地区扶余油层致密砂岩油

分布特征及控制因素

孙雨1, 2，邓明2，马世忠2，陈玉明3，于利民3，张雁2，闫百泉1, 2，张云峰2

（1. 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室；2. 东北石油大学油气藏形成机理与 资源评价黑龙江省重点实验室；3. 中国石油吉林油田公司勘探开发研究院）

基金项目：西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室资助项目（PLN1305）；国家高新技术研究发展计划（863）

项目（2013AA064903）；国家自然科学基金（41202102）；中国博士后科学基金（2014M551212）

摘要：综合利用岩心、岩石薄片、恒速压汞测试及扫描电镜等资料，对松辽盆地大安地区扶余油层致密砂岩油的储集层特征、含油特征及其主控因素进行了研究。大安地区扶余油层含油特征表现为：①大面积（准）连续分布，局部“甜点”富集；②含油丰度低，致密油分布极其复杂；③含油级别以油浸—油斑为主，含油物性下限极低；④油水分异差，无统一油水界面。以上含油特征主要受控于研究区分流河道砂体的空间分布、储集层物性差异、孔喉结构及大小。分流河道砂体分布的边界即为致密砂岩油分布的外边界，致密砂岩油分布的非均质性受控于单期分流河道砂体及多期（或多支）分流河道砂体间的接触关系；物性差异控制了“甜点”的分布，进而控制了致密砂岩油的富集；孔喉结构及其大小控制致密砂岩油的油水分异程度，纳米级喉道系统控制了石油滞留成藏。图16表1参13 关键词：致密砂岩油；储集层特征；致密油分布；含油性；扶余油层；松辽盆地

中图分类号：TE122.2 文献标识码：A

Distribution and controlling factors of tight sandstone oil in Fuyu

oil layers of Da’an area, Songliao Basin, NE China

Sun Yu1, 2, Deng Ming2, Ma Shizhong2, Chen Yuming3, Yu Limin3, Zhang Yan2, Yan Baiquan1,2, Zhang Yunfeng2

(1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation (Southwest Petroleum University), Chengdu 610500, China; 2. Heilongjiang Oil and Gas Reservoir Forming Mechanism and Resource Evaluation Key Laboratory (Northeast Petroleum University), Daqing 163318, China; 3. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Jilin Oilfield Company, Songyuan 138000, China)

Abstract: By using core samples, thin section, scanning electron microscope and rate-controlled mercury penetration data etc, the reservoir characteristics, oil-bearing characteristics and main controlling factors of the tight sandstone oil in Fuyu oil layer of Da’an area, Songliao Basin are studied. The oil-bearing characteristics of Fuyu oil layers in Da’an area are as follows: (1) the extensive and continuous distribution, with “sweet spots” in local areas; (2) low oil abundance, and very complex distribution; (3) oil-bearing grade being oil immersion to oil spot, with very low lower-limit of oil-bearing porosity and permeability; and (4) poor differentiation of oil and water, no uniform oil-water contact. The above oil-bearing characteristics of the tight sandstone in Fuyu oil layers are mainly controlled by the spatial distribution of distributary channel sands, the differences in reservoir physical properties, the structure and size of pores and throats. The boundary of distributary channel sandbody is the boundary of tight sandstone oil distribution. The heterogeneity of tight sandstone oil is controlled by the single distributary channel sandbody and the contact relationship between different stages of distributary channel sandbody. Distribution of “sweet spots” and enrichment of tight sandstone oil are controlled by the differences in physical properties. The differentiation of oil and water in the tight sandstone is controlled by the pore structure and pore size. In-situ oil accumulation is controlled by the nano-pore throat structure system. Key words: tight sandstone oil; reservoir characteristics; tight oil distribution; oil-bearing characteristics; Fuyu oil layer; Songliao Basin 0 引言

致密砂岩储集层主要是指覆压基质渗透率小于

0.2×10−3 μm2的砂岩储集层[1]，该类储集层中的含油气

饱和度一般小于60%，无自然工业产能，但在一定技

术措施下可获得工业油气产能[2]。鄂尔多斯盆地三叠系延长组、四川盆地三叠系须家河组、松辽盆地白垩系

泉头组—登娄库组、吐哈盆地侏罗系水西沟群、准噶

尔盆地侏罗系八道湾组、塔里木盆地库车东部侏罗系

及西部深层白垩系巴什基奇克组致密砂岩均具备油气

成藏的地质条件[3-7]。从目前已发表的文献看，致密砂

岩储集层中的油气呈现“连续型”油气聚集特征[8-9]，石油勘探与开发

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即大面积含油气、储量丰度低，但空间分布不均（油

气主要富集在“甜点”），具有较强的非均质性，这一

特点已成为制约致密砂岩油气勘探开发的瓶颈。本文

以松辽盆地大安地区白垩系扶余油层致密砂岩油为

例，研究致密砂岩储集层的含油特点，进而揭示致密

砂岩储集层中石油分布规律及其主控因素。

1 区域地质概况

大安地区位于松辽盆地中央坳陷红岗—大安阶地

北部（见图1），是松辽盆地南部最重要的致密砂岩油区

之一。大安地区在石炭-二叠系变质岩基底上发育有白

垩系火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组、泉头组、青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组、明水组和新生

界（见图1）。扶余油层位于下白垩统泉头组四段，为松

辽盆地南部最重要的含油层系之一[10]，为典型的“上生

下储式”生储盖组合[11]。泉四段沉积期大安地区发育近

北西—南东向展布、大面积错叠连片的分流河道砂体，

后期经成岩作用致密化，构成了扶余油层的主要储集

层；泉四段沉积末期，松辽盆地发生大规模湖侵，沉积了

青山口组大套半深湖—深湖相暗色泥岩，成为良好的生

油层和区域性盖层。有机质热演化研究表明，青山口组

暗色泥岩在晚白垩世和早古近纪相继进入生油门限和

生油高峰期，开始大量生排烃，并在古超压作用下沿断

裂向下输导至扶余油层致密砂岩储集层中聚集成藏[11]。

图1 研究区位置及地层柱状图

2 扶余油层致密砂岩储集层特征

2.1 物性特征

通过对研究区4口取心井428个岩心样品统计分

析，大安地区扶余油层的孔隙度为1.1%～13.5%，平均

值为7.27%，频率分布主体集中在3.2%～10.6%；渗透率为（0.01～20.00）×10−3 μm2，平均值为0.15×10−3 μm2，

频率分布主体集中在（0.01～0.30）×10−3 μm2，属于典

型致密砂岩储集层。样品孔隙度与渗透率具正相关性

（见图2a），但是二者相关曲线的斜率明显较常规砂岩

储集层小，并具有明显的“三段式”特征，即：①当孔

隙度为0～5%时，随着孔隙度的增大，渗透率不发生明石油勘探与开发

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显变化，为“直线段”；②当孔隙度为5%～10%时，随

着孔隙度的增大，渗透率呈缓慢增大趋势，为“缓增段”；

③当孔隙度大于10%时，随着孔隙度的增大，渗透率呈

明显增大趋势，与常规砂岩储集层相关曲线特征相似，

为“常规段”。上述特征表明，扶余油层致密砂岩储集层

的渗透率在一定程度上受孔隙发育程度的控制，当孔隙

度较小时（小于5%），渗透率大小主要与孔喉结构及配置关系有关，受孔隙度大小影响较小。覆压孔隙度和覆

压渗透率的关系则表现为近似线性变化规律（见图2b），

这可能与孔隙度为0～5%的样品点较少有关。同时，对

比覆压条件与空气条件下测定的物性结果，发现致密砂

岩孔隙度和渗透率在两种条件下变化不大（并不是致密

砂岩储集层定义中的10倍关系），覆压条件下孔隙度损

失比例约6%（见图3a），渗透率损失约27%（见图3b）。

图2 研究区扶余油层孔隙度与渗透率关系图

图3 研究区扶余油层常规条件与覆压条件测定的物性结果对比图 2.2 沉积特征

各种相指标、沉积体系背景及相带空间配置关系

等研究表明，大安地区扶余油层沉积时期主要受西北

物源的三角洲沉积体系控制，主要沉积微相类型有（水

下）分流河道、废弃河道、天然堤、决口扇、溢岸薄

层砂、河口坝、席状砂和分流河道间等。利用岩心资

料和密井网测井资料编制的沉积微相研究表明，大安

地区扶余油层发育大量（水下）分流河道（平均分布

密度1.13条/km），河道窄（宽度多为200～600 m），

呈北西—南东方向带状展布，砂体连续且向湖方向延

伸较远（见图4）；平面多支、独立分布、顺源带状展

布的分流河道砂体构成了扶余油层的主要储集砂体，

分流河道砂体分布的空间差异性和时空叠置性是引起

储集层复杂多变的直接原因。 2.3 微观特征

根据106块岩石薄片鉴定结果（见图5），大安地

区扶余油层致密砂岩主要为长石岩屑粉—细砂岩，石

英平均含量约为28.2%，长石平均含量约为36.8%，岩

图4 大安地区扶余油层F8小层沉积微相及砂体展布图 石油勘探与开发

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